断裂(裂缝)面的开启及闭合压力实验研究

理论分析表明,由于过程不同,断裂(或裂缝)面的闭合压力与开启压力也不同。在断裂(裂缝)面压力为零的临界状态下,临界的闭合、开启压力是反映岩石本身特性的参数。实际岩心的变形实验结果表明,断裂(裂缝)面的闭合压力与临界闭合压力相同,近于岩石的变形强度。两类临界闭合和开启压力实验结果表明,泌阳凹陷第三系核桃圆组中浅层砂岩的临界闭合压力大于临界开启压力,与断裂(或裂缝)面的倾角呈对数相关关系,随着倾角的增大而减小。根据实验结果,对南襄盆地泌阳凹陷边缘第三系核桃圆组中浅层砂岩稠油油藏断层的封闭性进行的评价结果表明,当断层的埋深在300m以上时断层可能多处于压力开启状态。数值模拟结果表明,在目前的施工条件下,封闭断层在注蒸汽吞吐开采中,厚产层在井与断面垂直距离在约为32m时达到临界开启压力状态,薄互层产层在井与断面垂直距离在约为35m时达到临界开启压力状态。因此,在临界状态下,井与断层的距离不能低于35m,以免在蒸汽吞吐开采中受到断层的影响。     

试井技术在潜山油藏评价中的应用

研究了适用于潜山油藏试井解释模型,建立了三重介质油藏的数学模型,分析了三重介质油藏压力特征曲线的特征,并对潜山油藏外边界的响应进行了研究,得到了不同边界条件下的压力反映特征。试井技术在潜山油藏评价中的应用研究包括储层物性参数的确定、油藏外边界的确定、动态储量的计算、油藏的连通情况及裂缝发育方向等,是认识储层的重要技术。     

浅析裂缝对潜山油藏油水分布的控制作用——以海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群潜山油藏为例

以海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群潜山油藏为例,通过裂缝平面分布特征、裂缝孔渗特征、开发井初期产能等方面分析,对苏德尔特潜山油藏裂缝发育特征与油水分布关系进行分析。结果表明,裂缝发育程度与潜山油藏储层含油性具有正相关性,裂缝的发育程度控制原油在圈闭内的运移与聚集,裂缝性储层纵向发育的非均质性决定了同一断块内不同井区油水界面的差异分布,裂缝在空间的不连通性造成断块内孤立分布的裂缝性储层发育区保存原有的地层水状态。分析裂缝对苏德尔特油田布达特群潜山油藏油水分布的作用,对于类似地质条件基岩潜山油藏评价及开发优化具有一定的借鉴作用。     

潜山油藏多因素神经网络裂缝综合识别技术——以垦利潜山油藏为例

针对潜山油藏井间储层预测的难题，利用地震探测技术对潜山油藏裂缝进行预测。运用神经网络和模糊逻辑技术综合多种与裂缝有关的地质因素，对垦利潜山油藏储层中的裂缝进行了定量化预测和描述。预测结果表明，裂缝发育方向主要为北西向，其次为北东及近东西向；通过综合评价将裂缝发育强度细分为3个等级。该技术预测结果与地质认识对应性好，取得了较为理想的效果。     

韦2断块低渗透裂缝性储层压力敏感性研究

以韦2低渗透裂缝性储层为研究对象,通过实验得出储层渗透率随地层压力变化曲线。研究表明,流体在低渗透裂缝性储层中渗流时,存在明显的压力敏感性,地层压力的变化可导致裂缝的开启和闭合,进一步导致渗透率的改变。由于压力敏感性的存在,在低渗透裂缝性油藏的开发中,必须保持油藏处于合理的压力水平。     

裂缝闭合临界流体压力对油气田开发的影响

裂缝在低渗透致密砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、变质岩类油气藏中广泛发育和存在，一方面影响油气的聚集与分布，另一方面裂缝的动态变化特征又将极大地影响到油气藏的开发方式和油气的采收率。因此，针对裂缝性油气藏开采过程中裂缝的动态行为开展研究，对高效开发该类油气藏具有重要的指导性意义。文章在裂缝及裂缝面微凸体受力分析的基础上，结合Druck-Prager方程对裂缝表面微凸体的屈服进行了研究。结果表明，裂缝微凸起的屈服与裂缝的闭合存在一个临界的裂缝内流体压力，该压力由裂缝地层所处的原地应力状态、裂缝的倾角和倾斜方位角，以及岩石的屈服强度决定；屈服强度越高的岩石，其临界裂缝闭合流体压力越低，即高屈服强度岩石中的裂缝即使裂缝内流体压力处于较低水平，裂缝也不会发生闭合。     

鸭儿峡志留系裂缝性潜山基岩油藏储层地质建模

针对裂缝性油藏储层表征和地质建模的难点和重点,在储层建模基础理论分析研究的基础上,采用多种技术方法和多学科知识相结合,首次利用岩性和裂缝控制储层属性的方法,以鸭儿峡志留系裂缝性潜山基岩油藏为例,对裂缝性油藏(尤其是潜山油藏)的建模技术进行探讨和尝试。在对志留系油藏构造、岩性、裂缝等精细描述的基础上,利用FRACA和GOCAD等地质建模软件建立了志留系潜山油藏的三维构造模型、裂缝空间展布模型以及储层属性模型,从而为该油藏储层表征和地质建模奠定了基础,以推动该油藏以及同类油藏的储层研究向定量化和精细化方向发展。     

埕北凹陷老292潜山裂缝储层预测

 老292潜山含油层系为下古生界和太古界,是潜山裂缝性油藏。由于该潜山裂缝储层非均质性强、成藏条件复杂,勘探开发的难度非常大。为提高该类储层预测的精度,在对潜山界面进行准确的地震地质标定、对潜山构造进行精细地震解释的基础上,本文应用构造正、反演裂缝预测方法,预测了潜山的裂缝分布和方位：老292潜山下古生界主要发育近东西向裂缝,其次为北东、北西向裂缝,南北向裂缝不太发育;不同方向裂缝中,以近东西向和北东向裂缝的开启性最好,其次是北西向裂缝,而近南北向裂缝的开启性相对较差。在有利目标区进行井位设计取得较好的效果,证实了该区裂缝储层预测方法的可靠性。     

裂缝储层地震预测技术在锦州25-1南潜山的应用研究

在储层地质与地震响应特征分析的基础上,应用多种地震预测技术对锦州25-1南潜山油藏进行了裂缝储层综合研究。结果表明,根据裂缝储层弹性参数异常以及多同相轴、弱反射、波组特征横向强不连续性和强方位各向异性等地震响应特征,利用地震属性分析、弹性参数反演、应力场分析和方位各向异性分析等技术,能够从不同角度对裂缝分布进行表征,但都存在一定的局限性和多解性;而综合利用多种地震预测技术进行综合分析,可以提高预测结果的可靠性。锦州25-1南潜山裂缝储层发育部位主要集中在东部断块,1、8井区、2井区及3井区是该油藏裂缝最发育的部位。     

大型酸压技术在富台油田潜山油藏勘探中的应用

富台油田下古生界潜山油藏储层基质渗透率低、裂缝和溶蚀孔洞发育、普遍受到污染,采用酸化压裂措施改造油层以增加油井产能。根据地层测试资料和压力曲线特征,结合储层静态资料指导选择酸压井层及酸压规模,进行常规酸预处理。采用胶凝酸和压裂液交替注入的闭合酸化工艺,增产效果显著,对改善该区深井、超深井的潜山储层的裂缝导流能力、提高油层渗透率和解除油层的污染状况有明显效果。     

低渗裂缝性油藏渗透率的影响因素研究

为深入研究低渗透裂缝性油藏的渗流规律，结合某油田某断块岩心进行渗透率的实验研究与分析，得出地层压力、温度及流体性质等参数对低渗透裂缝性油藏渗透率的影响。结果表明，储层随地层压力的升高，裂缝逐渐开启，渗透率先降低后逐渐增大，裂缝开启压力大约在8~10 MPa范围内。对实验曲线定量回归拟合得到渗透率与地层压力的关系式；随着地层温度的升高，各岩心渗透率逐渐降低；同一岩心对地层水的渗透率值要大于对纯净水的渗透率值。实验结果为低渗透储层开发选择合理的地层压力、生产压差等方面提供了理论依据。     

裂缝性潜山油藏裂缝发育规律及其对井位部署的指导

以JZ25-1S太古界变质岩潜山油藏为研究对象,利用岩心、测井、录井、生产测试、地震等资料对储集特征进行了深入研究.系统分析了区域构造特征、潜山岩石类型及岩性分布特征、储集空间类型、裂缝的产状及发育规律.研究发现,该区的变质岩储层岩性包括斜长片麻岩和二长片麻岩；储集空间类型包括裂缝、溶蚀孔和微孔隙,其中以裂缝为主；裂缝...     

塔南凹陷基底潜山油藏储层特征及成藏模式

通过大量的岩屑、岩心观察描述和统计分析,总结出塔南凹陷潜山油藏储层岩性以凝灰岩为主,储集空间类型以裂缝为主,其中裂缝结合孔洞型储层是最有利的储层储集空间类型.综合构造应力分析、基底岩性、基底地层地震属性分析等多个因素,认为塔南凹陷基底潜山油藏有利储层主要分布在塔南凹陷中部断裂潜山带中南部和北部.依据断裂和基底地层组合方...     

高温潜山大位移水平井钻井技术实践

目标区潜山属典型的裂缝型和裂缝—孔洞型双重介质油气藏，储层裂缝为高角裂缝，为提高裂缝钻遇率，有效沟通裂缝，取得工业油流的突破，对实施水平井该储层进行勘探开发。该潜山水平井采用海油陆采模式，由于潜山面预测误差大、储层埋藏深、井温高、裂缝发育、井底位移大，在钻井施工过程中存在水平井轨迹控制难度大、储层易伤害、易涌易漏等难点。针对该储层钻井施工难点，开展了高温潜山大位移水平井钻井技术的研究与应用，形成了适合于高温潜山大位移水平井的钻井配套技术，实现了该储层的规模有效开发。该技术的成功应用，为裂缝性储层、高温储层、喷漏同层地层的钻井实践提供了参考与借鉴。     

海拉尔盆地布达特潜山裂缝性油藏油水层识别方法

摘要：布达特潜山油藏属于基岩浅变质裂缝性油藏,具有双重孔隙介质的储集空间类型,含油饱和度由基质孔隙含油饱和度和裂缝孔隙含油饱和度两部分组成。通过油气成藏过程的毛细管压力平衡理论,建立油藏高度与基质孔隙度函数关系,求取基质孔隙含油饱和度;并利用裂缝含油饱和度测定的经验参数,计算出潜山油藏双重孔隙介质储层的总含油饱和度;通过对工区不同断块生产井试油、试采及初期产液性质与相应射孔层段的测井响应特征统计与对比分析,依据测井曲线计算储层基质孔隙度、裂缝孔隙度以及储层的总含油饱和度,并分别与电阻率曲线参数进行交会,建立不同断块油水层解释图版,并划定油层、水层、油水同层的解释标准;将工区各井油水层解释结果应用于油藏生产动态和油水界面系统分析,将布达特潜山油藏划分为四个油水系统,每个油水系统内部均表现出具有统一的油水界面,与油藏地质特点及储集层类型具有很好的一致性,应用效果好,对潜山油藏开发和方案调整具有指导作用。     

中国海上潜山裂缝性储层测井评价研究进展

近年在中国渤海、南海海域陆续发现大中型潜山裂缝性油气田,使得潜山逐渐成为中国海上勘探开发的重要领域。潜山裂缝性储层岩石矿物组分复杂、储集空间多样、非均质性很强,从而给测井评价带来了前所未有的技术挑战。系统梳理渤海海域锦州25-1南、蓬莱9-1、渤中19-6、渤中13-2和南海东部惠州26-6等潜山油气田,从潜山裂缝性储层的岩石矿物特征、储层物性分布和储集空间结构出发,总结了潜山裂缝性储层测井评价的研究进展,主要包括石英、长石、云母等岩石矿物组分的精细解释,以不同类型渗透率为核心的储层参数计算,结合裂缝类型、密度、有效性等方面的综合评价;阐明了潜山裂缝性储层测井评价的技术难点,重点包含油、气、水层的准确识别,以裂缝宽度和裂缝延伸长度为核心的裂缝定量表征以及储层产出能力的分级预测;理清了潜山裂缝性储层测井评价的攻关对策,核心是实施测井采集—处理—解释一体化、研制—试验—应用一体化和测井—录井—测试一体化,三位一体有机结合,进行多方位、多角度、多层次地攻关研究,旨在系统地建立海上潜山裂缝性储层测井评价技术体系,从而为海上潜山裂缝性油气藏的高效勘探开发提供测井技术支撑。     

潜山裂缝性油藏见水规律及裂缝分布规律分析方法

潜山裂缝性油藏的裂缝分布随机性强,非均质性差别大,导致开发过程中油井水淹规律复杂,但目前还没有识别地下储层裂缝分布的有效方法。为此,以渤海JZS潜山油藏为例,利用其丰富的动态资料,分析了不同油井的见水特征,总结得出了该潜山裂缝性油藏"台阶形"见水特征及由局部裂缝见水逐渐发展为整体见水的含水率上升规律;基于该潜山裂缝性油藏的见水规律,选取剖面压力均等模型作为裂缝性油藏见水预测模型,通过拟合实际油井的见水特征反算了地下裂缝的分布情况,分析得出潜山裂缝性油藏具有较强的非均质性以及其裂缝具有对数正态分布的特征。研究认为,将裂缝对数正态分布这一特征作为约束条件应用到潜山裂缝性油藏的地质建模中,可在很大程度上提高该类油藏含水率拟合结果的准确性,这对类似裂缝性油藏的数值模拟和有效开发具有借鉴意义。      

压力衰竭对储层岩石影响的现状报告

在油气开采过程中,随着烃类流体的不断采出,油藏内部的孔隙压力随之下降,在外部没有任何补给压力的情况下,储层压力发生衰竭是必然的。油藏的这种变化不仅对孔洞中流体的流动状态有影响,储层岩石的微观和宏观结构也必然会产生一定的变化,宏观表现如压实、地面沉降、套管变形,以及地层滑移、裂缝的闭合和再生等;微观表现如孔隙度和渗透率的变化、孔喉中毛管压力以及流体渗流特性的变化等。压力衰竭引发的一系列问题给钻井、完井以及开发方案的制定和调整提出了新的挑战。     

渤海湾盆地锦州南油田太古界变质岩潜山储层裂缝三维地质建模

针对渤海湾盆地锦州南油田太古界变质岩潜山裂缝型油气藏的储层裂缝发育状况、分布规律的复杂性和多级性,以及较难开发的实际问题,为进一步研究古潜山岩性分布特征、储集空间分类及裂缝发育状况,综合运用岩心、录井、测井和地震等多学科资料,进行单井常规测井和成像资料的对比标定,对古潜山岩性进行识别,并根据储'层成像测井响应特征,将储层自上而下分为残积带、风化壳、缝洞裂缝带、内幕斜交高角度裂缝带和致密结晶带,重点对储层裂缝发育区和裂缝发育方向进行描述和预测;进而建立了锦州南油田太古界变质岩潜山储层裂缝三维地质模型,落实了研究区储层裂缝发育状况及分布规律,提出高效合理的开发方案.实钻开发井表明,建立的潜山裂缝地质模型较好地预测了储层裂缝发育的有利部位.     

千米桥碳酸盐岩古潜山裂缝预测

岩石裂缝的形成取决于地应力超过岩石抗压、抗张或抗剪强度的大小,同时也与一定的构造样式相关。据此可以通过岩石应变量和岩层面的的曲率大小对岩石的裂缝进行定量预测。采用构造正演与反演相结合的工作流程,应用Midland Valley公司的3Dmove软件对千米桥潜山的碳酸盐岩储层的裂缝进行了预测。经勘探成果证实,预测效果良好,并对下步勘探提供了重要的依据。